衰竭油气藏型地下储气库天然气注采运移及库存量动态预测研究

【摘要】：目前世界上的地下储气库大多是在衰竭油气藏上建成的，由衰竭油气藏改造的储气库具有投资少、见效快、回收期短等诸多优点，是世界上使用最广泛、运行最久的一种储气库。针对中国天然气地下储气库埋深大、气藏水侵或水淹、储层非均质性和中低渗储层的特点，本文通过理论分析和数值模拟计算等方法对储气库最大运行压力、天然气渗流注采机理、惰性气体作为垫层气的天然气地下储气库数值模拟、地下储气库库存量动态预测、老井泄露和高压储气库套管强度等问题进行研究，优化地下储气库设计和运行参数，提高其使用效率和安全性。具体研究工作和得到结论如下: （1）给出了衰竭油气藏型地下储气库最大运行压力预测的解析模型和数值模型，分别利用所建立的两种模型计算了地下储气库的最大运行压力，对比了解析模型与数值模型的计算精度，在此基础上研究了储层厚度、注气速率、储层孔隙度和储层渗透率等参数对储气库运行压力的影响规律。研究结果表明：在主压应力区，采用解析模型和数值模型计算的储气库最大运行压力值具有较好的一致性，计算结果相对误差约为8%左右。而在主拉应力区，采用解析模型和数值模型计算的储气库最大运行压力相对误差在31%~500%，且相对误差随着的井深的增加逐渐减小，但最小误差也高达31%，无法满足工程实际要求。储气库运行压力随着储层厚度、渗透率和孔隙度的增加而非线性降低，随着注气速率的增加而非线性增加。 （2）针对储层厚度与储层面积相比很小的特点，建立了衰竭油气藏型地下储气库天然气动态运移的等效渗流模型。利用该模型计算了地下储气库天然气动态运移过程中地层压力和含气饱和度随距离的变化规律，研究了储层厚度、储层渗透率、注气速率和孔隙度等参数对地层压力和含气饱和度的影响规律。研究结果表明：本文模型与传统模型的计算结果具有较好的一致性。本文模型与传统模型计算的注气点地层压力最大误差在7%左右，说明本文模型的计算结果具有较高的计算精度，同时该模型具有参数少、计算速度快和数值模拟易实现等优点。地层压力随着储层厚度、储层渗透率和孔隙度的增加而非线性降低，随着注气速率的增加而非线性增加。含气饱和度随着储层厚度和孔隙度的增加而非线性降低，随着储层渗透率和注气速率的增加而非线性增加。 （3）在深入研究惰性气体替代天然气作为垫层气的混气机理的基础上，建立了多组分气体动态运移的气固耦合数学模型。基于该模型计算了地下储气库单井注采动态运行过程中回采气中氮气浓度随时间的变化规律，在此基础上研究了储层渗透率、孔隙度、弹性模量、泊松比、地应力和注采井距等参数对回采气中氮气浓度的影响。研究结果表明：考虑注采交变载荷作用下地下储气库储层的弹塑性变形特性所建立了多组分气体动态运移的耦合模型比以往非耦合模型更符合工程实际。回采气中氮气浓度随着储层渗透率和孔隙度的增加而增加，但当储层渗透率和孔隙度分别大于300md和0.2时，回采气中氮气浓度变化不明显，回采气中氮气浓度随着地应力的增大而减小，而储层弹性模量和泊松比对回采气中氮气浓度影响较小。建议为了不影响产出天然气质量，采取在储气库外侧注入惰性气体并且惰性气体替代垫层气量不宜超过20%。 （4）基于多目标优化反分析方法建立了衰竭气藏型地下储气库库存量动态预测的多井约束优化反分析模型，利用研究区域观察井实测压力资料进行反演，通过反复调整注采量使得观察井压力模拟值与实测压力值达到最优拟合，得到地下储气库真实库存量。研究结果表明，采用阻尼最小二乘法-遗传算法进行动态反演的地下储气库库存量与实测库存量的相对误差为3.6％，观察井反演压力值和实测压力值的最大相对误差为5.8％，反演结果证实了所建立模型的正确性和精度，可以满足工程实际要求。 （5）给出了求解老井渗透率的环空带压数学模型并给出其解析解，在此基础上根据渗流力学理论建立了真实描述天然气沿老井泄露的气水两相渗流模型并采用全隐式解法进行求解，基于该模型研究了储气库运行压力、井筒渗透率、天然气粘度和井眼尺寸等参数对储气库天然气泄漏量的影响。研究结果表明，天然气沿老井的泄漏量随着储气库运行压力、老井渗透率和井眼尺寸的增加近似线性增加，随着天然气粘度的增加而逐渐减小。为了储气库的安全运行，防止储气库中天然气损失，杜绝不安全隐患，对储气库中老井的密封处理极为必要。 （6）建立了套管-水泥环-地层组合模型，分析了地下储气库注采气工况下地层特性和水泥环特性对套管强度的影响。计算结果表明：套管的最大有效应力随着水泥环弹性模量的增加而增大，但当水泥环弹性模量超过30GPa时，水泥环弹性模量对套管最大有效应力的影响不明显。套管的最大有效应力随着水泥环泊松比的增加而增大，但增加幅度不大。套管的最大有效应力随着水泥环厚度的增大而减小，但当水泥环厚度超过30mm时，套管的最大有效应力随着水泥环厚度增加逐渐减小，但减小不明显。 【关键词】：地下储气库 天然气 运行压力 库存量 数值模拟
【学位授予单位】：中国石油大学（华东）
【学位级别】：博士
【学位授予年份】：2012
【分类号】：TE972.2
【目录】：

• 摘要4-6
• Abstract6-9
• 论文创新点摘要9-16
• 第1章 绪论16-28
• 1.1 问题提出、研究目的及意义16-18
• 1.2 国内外研究现状18-24
• 1.2.1 储气库最大运行压力预测研究现状18-20
• 1.2.2 地下储气库天然气运移模型研究现状20-22
• 1.2.3 惰性气体作为垫层气的地下储气库数值模拟研究现状22-23
• 1.2.4 地下储气库库存量预测研究现状23
• 1.2.5 地下储气库天然气泄露数值模拟研究现状23-24
• 1.3 本文主要研究内容24-26
• 1.3.1 研究目标24-25
• 1.3.2 主要研究内容25-26
• 1.3.3 拟解决的关键问题26
• 1.4 研究方案26-28
• 第2章 地下储气库最大运行压力预测研究28-43
• 2.1 基于测井资料解释的储气库最大运行压力计算28-36
• 2.1.1 基于测井资料解释的岩石力学参数计算28-29
• 2.1.2 地应力计算模型的建立29-31
• 2.1.3 储气库最大运行压力计算模型建立31-33
• 2.1.4 算例分析及结果讨论33-36
• 2.2 基于损伤模型的主拉应力区最大运行压力数值模拟36-42
• 2.2.1 渗流-应力-损伤模型的建立36-38
• 2.2.1.1 应力场控制方程36
• 2.2.1.2 渗流场控制方程36-37
• 2.2.1.3 损伤耦合方程37-38
• 2.2.2 算例分析及结果讨论38-40
• 2.2.3 影响因素分析40-42
• 2.3 本章小结42-43
• 第3章 基于等效渗流模型的地下储气库天然气运移规律研究43-59
• 3.1 天然气运移模型建立43-49
• 3.1.1 应力场控制方程43-44
• 3.1.2 天然气渗流控制方程44-49
• 3.1.3 边界条件49
• 3.2 算例分析及结果讨论49-58
• 3.2.1 计算结果分析51-53
• 3.2.2 影响因素分析53-58
• 3.3 本章小结58-59
• 第4章 惰性气体作为垫层气的地下储气库数值模拟研究59-74
• 4.1 多组分气体动态运移的气固耦合模型59-64
• 4.1.1 应力场控制方程59-62
• 4.1.2 多组分气体耦合扩散渗流控制方程62-63
• 4.1.3 辅助方程与边界条件63-64
• 4.2 算例分析及结果讨论64-72
• 4.2.1 计算结果对比65-69
• 4.2.2 影响因素分析69-72
• 4.3 本章小结72-74
• 第5章 基于多井约束的地下储气库库存量动态预测研究74-92
• 5.1 水驱衰竭气藏型地下储气库天然气运移模型74-75
• 5.2 多井约束优化反分析模型75-76
• 5.3 多井约束优化反分析算法76-88
• 5.3.1 Levenberg-Marquardt 算法76-77
• 5.3.2 遗传算法77-82
• 5.3.3 混合遗传算法82-86
• 5.3.4 混合遗传算法有效性验证86-88
• 5.4 地下储气库实例分析88-91
• 5.5 本章小结91-92
• 第6章 地下储气库天然气泄露及套管强度有限元数值模拟研究92-112
• 6.1 基于环空带压的老井渗透率计算模型92-94
• 6.1.1 老井渗透率计算模型93
• 6.1.2 老井渗透率解析解93-94
• 6.2 天然气沿老井泄露数值模拟94-99
• 6.2.1 天然气泄露数学模型及数值解法94-96
• 6.2.1.1 天然气泄露数学模型94
• 6.2.1.2 数值解法94-96
• 6.2.2 算例分析及结果讨论96-99
• 6.3 天然气沿断层泄露数值模拟99-103
• 6.4 高压地下储气库套管强度有限元分析103-111
• 6.4.1 数值模型建立103-105
• 6.4.2 结果分析及讨论105-107
• 6.4.3 高压地下储气库套管强度影响因素分析107-111
• 6.4.3.1 地层特性对套管强度的影响107-109
• 6.4.3.2 水泥环特性对套管强度的影响109-111
• 6.5 本章小结111-112
• 第7章 结论及展望112-116
• 7.1 主要结论112-114
• 7.2 展望114-116
• 参考文献116-125
• 致谢125-126
• 作者简介126-127

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